目前行业内尚未从页岩油气统一性的角度建立甜点段评价参数与标准体系。总有机碳含量（TOC）被认为是必不可少的评价参数，但仅仅利用TOC作为主要参数进行甜点评价而不充分考虑页岩油气储集条件的重要性，会导致评价结果与最优甜点段偏离。在研究中国页岩油气甜点段类型特征的基础上，提出了基于源-储单元的页岩油气甜点段评价新思路，并结合典型地区和典型页岩层系甜点段，提出了该方法的评价流程。源-储分离型页岩油气甜点段的孔隙度与含油/气性正相关，孔隙度是甜点段优选的关键参数；源-储一体型页岩油气甜点段的TOC与含油/气性正相关，无论是TOC还是孔隙度均可作为是甜点段评价的关键参数；源-储共生型页岩油气甜点段的含油/气性受TOC和孔隙度共同控制，只有综合考虑两者才能准确地评价甜点段。页岩油气甜点段评价应聚焦良好的储集层段，而非高有机质丰度层段。今后在页岩油气甜点段评价方法体系中，应对储集条件予以更多考虑，增加孔-缝-纹一体化储集条件评价，并结合地球物理甜点评价技术，提高甜点评价的准确性。

塔河和顺北油气田是中国石化在塔里木盆地塔北台盆区发现的面积最大、富集程度最高、油气连片分布、多层系聚集的两大油气田。分析了塔河和顺北油气田奥陶系油气藏的油气性质、油品多相态、成藏模式与差异成藏富集、油气井油气产出与断裂差异活动性，研究了塔北台盆区奥陶系油气分布有序性。结果表明：①多源多期生排烃、烃源岩差异热演化、长期稳定发育的古隆起和古斜坡背景及储层形成与发育共同控制了塔北台盆区油气性质和油品相态的有序分布。②多期构造调整和多期成藏控制了塔北台盆区气藏-超重质油藏的油气主成藏期、油气藏类型有序分布和油气富集程度。③断裂垂向输导和研究区东部岩性与不整合面侧向输导形成了顺北成藏模式；顺北地区多为原地充注，油柱高度大；坡度控制下侧向调整与通源断裂带规模控制了油气差异富集；烃源岩演化特征控制了本区在海西晚期和燕山期成藏为主的原生油气藏分布；断裂、不整合面和岩溶缝洞体横向输导为主形成了塔河成藏模式；塔河油气田呈现多期立体连片成藏，深大断裂带与古隆起和古斜坡控制了油气差异富集。④在富油气区带整体有序成藏背景下，通源走滑断裂带具有“控储、控藏、控富”有序成藏特性，油气沿深大走滑断裂带运移路径周边圈闭富集。⑤根据塔里木盆地塔北台盆区奥陶系油气有序性分布，提出环满加尔坳陷西缘、环轮台断裂带和环阿瓦提北坡为立体勘探增储上产潜力区。

澳大利亚苏拉特区块的煤层薄而多（平均厚度0.6 m），并与砂-泥岩频繁互层，导致煤层气赋存位置与富集规律难以预测。随着煤层气开发逐渐向深层拓展，开发部署时既要考虑煤层气富集情况，还要考虑地面工程的布局。为了实现苏拉特区块煤层气的规模效益开发，明确了研究区主力煤层气储层的基本特征，并通过分析研究区低煤阶煤层气气藏富集的主控因素，建立了基于煤层可动用厚度、含气量和渗透率3个核心参数的有利区综合评价体系，预测了煤层气有利区带。在此基础上，充分借鉴中国煤层气成功开发经验，形成了一系列针对研究区低煤阶煤层气的高效开发策略：①在煤层含气量预测方面，创新了一套基于煤相净/毛比概率趋势属性的煤相建模流程，建立了一套综合干燥无灰基含气量随埋深的变化趋势、测井数据和岩心测试数据的原煤基含气量预测流程；②在钻/完井方面，提出“直井+丛式定向井”的混合布井方案，并引入经济评价参数，优化了不同深度条件下的井间距和平台间距；③在排采方面，通过综合考虑生产动态数据和现场检泵结果，提出了一套直井螺杆泵失效分析的流程，并优化了斜井的内衬油管设计，并成功应用联合研发的新型遇水膨胀封隔器解决了生产中的出砂问题，提高排采效率；④在地面工程方面，提出基于地面-地下一体化理念的地面设施布局流程，并通过考虑单井开发的经济净现值产量（PV-EUR）优化掉低效井。通过这些技术策略，提高了项目的内部收益率，打开了苏拉特区块煤层气规模开发的局面。

松辽盆地深层白垩系沙河子组煤岩厚度大、煤岩气资源丰富，是盆地北部深部煤岩气重要的勘探领域。通过地震、地质和地球化学等多种资料分析，研究了成煤环境、成烃演化、成储机制以及煤岩气聚集条件和成藏模式，提出了断陷盆地煤岩气富集模式和未来煤岩气勘探方向。研究表明：① 沙河子组沉积时期多个断陷发育大面积泥炭沼泽，沉积的巨厚煤岩是煤岩气形成的物质基础。② 沙河子组具有高丰度和高成熟度的泥、煤双源生烃、供气。③ 沙河子组煤岩气中游离气和吸附气共存，其中游离气占34.80 % ~ 43.30 %，吸附气占56.70 % ~ 65.20 %。深部无烟煤含气量为33.83 ~ 36.56 cm³/t。④ 沙河子组煤岩有机质孔与裂隙形成的“孔缝体”，是煤岩气聚集的有利空间。⑤ 沙河子组煤-泥型储-盖组合突破压力高，与煤层内部超压流体一起，为煤岩气保存提供有利条件。⑥ 初步估算松辽盆地北部沙河子组煤岩气资源量约1.260 × 10¹² m³，其中徐家围子断陷沙河子组煤岩气资源量0.853 × 10¹² m³。徐家围子断陷宋站洼槽东侧缓坡带和徐西洼槽为松辽盆地北部煤岩气勘探的首选靶区。

黑色页岩物源研究有元素地球化学方法和矿物学方法等。元素地球化学方法利用主量元素、微量元素及稀土元素判别沉积物搬运-沉积过程、母岩性质和构造背景特征，矿物学方法则通过矿物组成及含量的变化识别源区位置及其搬运路径。目前，黑色页岩物源分析仅能指出潜在物源区性质，而源区具体位置、源区分布范围以及沉积物搬运路径尚未明确。以川南地区五峰组-龙马溪组黑色页岩为例，系统分析其物源特征：①通过主成分分析识别出活动性元素（Si， Al， Ca， Fe， Ba， Ta， Th和Zr）和不活动性元素（Ti， P， Na， Mn， Yb， Lu和Tm）。②源岩成分成熟度整体偏低，经历了低-中等程度的化学风化作用和温暖湿润的气候条件。沉积分选作用和再循环作用对源岩元素特征影响微弱。③母岩主要为长英质火成岩，源区构造背景以碰撞环境为主，部分来源裂谷环境。④沉积物物源以黔中-雪峰古隆起为主，乐山-龙女寺古隆起次之。其中宜203井区、长宁地区、泸州地区以及川南东北地区的沉积物主要来源于黔中-雪峰隆起，威远地区的威207井附近沉积物主要来源于乐山-龙女寺古隆起。物源分析中影响沉积岩主量元素、微量元素、矿物组分含量分布的因素多，需结合稳定同位素、高分辨率地球化学分析技术，多指标、多学科交叉研究，大数据分析手段才能全面了解黑色页岩的物源特征。

近年来，少数探井在鄂尔多斯盆地西缘冲断带上古生界石盒子组8段和山西组1段隐伏构造发现了低产天然气。推覆体下盘隐伏构造研究对天然气勘探具有重要的意义。基于最新钻探成果、地震资料、岩石薄片和有机地球化学等资料，研究了西缘中段逆冲推覆构造下盘古生界隐伏构造特征，分析了奥陶系克里摩里组油气成藏地质条件和勘探潜力，提出了隐伏构造带有利勘探方向。研究结果表明：①受侏罗世—白垩世燕山期自西向东强烈推覆应力作用影响，研究区推覆体下盘地层被动挤压褶皱变形，广泛发育南北向呈排状展布的隐伏构造，隐伏构造圈闭规模较大，断层不发育，封闭性较好。②奥陶系克里摩里组发育缓坡高能滩相储层，主要为中-粗晶白云岩，储集空间以晶间孔、晶间溶孔及裂缝为主，储层孔隙度介于3 % ～ 6 %，渗透率在（1 ～ 8）×10^-3 μm²。③发育乌拉力克组和克里摩里组2套海相优质烃源岩，干酪根以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主，镜质体反射率（R_o）在1.50 % ～ 1.90 %。④天然气垂向和侧向双向供烃，源-储配置关系良好，隐伏构造圈闭形成与烃源岩主生、排烃期匹配性好。低幅度隐伏构造带与高能滩的叠加区是天然气的富集区。初步预测滩相白云岩与隐伏构造叠合有利面积为300 km²。马家滩段烟墩山、惠安堡和马家滩3个隐伏构造带是下一步克里摩里组天然气勘探的有利区域。

为了弄清鄂尔多斯盆地东胜气田杭锦旗锦77井区下石盒子组1段（简称盒1段）层序沉积特征，通过岩心、测井和地震等资料研究岩石相测井曲线响应和地震反射特征，结合不同结构砂体地球物理正演结果，总结了盒1段沉积微相、测井相和地震相三相综合响应模式，划分了下石盒子组及其上、下地层各级层序界面，研究了内部沉积微相特征；利用地球物理属性地层切片技术，井-震结合、互为约束，确定了H1-2沉积微相平面展布。研究结果表明：①根据下石盒子组高频层序格架及砂体分布，将盒1段划分为4个小层。砂体主要分布在H1-1—H1-3小层，每个小层厚15 ~ 20 m。②综合盒1段岩性、沉积构造、沉积相标志、垂向组合和砂体分布特征，认为主要为低可容纳空间、物源供给充分、河道不固定的游荡性辫状河沉积，心滩、河道充填和泛滥平原是最主要的三种沉积微相。主要目的层H1-2小层发育近南北向条带状展布的辫状河道3 ~ 4条，宽度介于1 ~ 8 km，北部河道是心滩微相发育的有利部位。

有关鄂尔多斯盆地北部伊盟隆起与伊陕斜坡两个构造单元边界的认识至今存在分歧。通过对盆地北部基底起伏、地层展布、基底断裂、构造演化过程及油气分布特征等多方面研究分析，结果表明：盆地北部WE—NE向基底断裂以中元古代之前分隔不同构造单元边界的新召北-泊尔江海子南基底先存断裂带（F4+F10）为界，呈对冲构造样式控制了伊盟隆起的形成；杭锦旗断裂带横贯盆地北部，是由上述基底先存断裂带在加里东期选择性活化、呈雁列式展布的泊尔江海子、乌兰吉林庙和三眼井等大型基底断裂组成。在海西期、印支期和燕山期杭锦旗断裂带持续继承性活动，控制了盆地北部各时期构造-沉积演化格局。以杭锦旗断裂带为界，南部和北部构造活动强度、烃源岩展布和成熟度、储层特征和物性变化以及油气圈闭类型等均存在较大差异，揭示该断裂带控制了盆地北部油气形成与分布。因此，以杭锦旗断裂带作为伊盟隆起和伊陕斜坡两大构造单元的边界更为合理，这对深化鄂尔多斯盆地北部地质认识和指导油气勘探方向具有重要意义。

南襄盆地南阳凹陷核三段页岩油获得峰值日产5.21 ~ 19.17 t工业油流，研究页岩油富集对页岩油勘探具有重要意义。通过岩心、测井、薄片、扫描电镜、生排烃模拟和激光共聚焦等分析手段，研究了南襄盆地淡水湖相页岩油的形成条件、赋存特征、富集条件和勘探潜力。研究结果表明，页岩主要发育在核三段晚期至核二段，最大累计厚度可达1 400 m。页岩层有机质总有机碳含量（TOC）介于0.18 % ~ 1.58 %，平均值为0.84 %，游离烃含量（S₁）介于0.15 ~ 1.23 mg/g，有机质类型以Ⅱ₁型为主，镜质体反射率（R_o）介于0.5 % ~ 1.0 %，处于中等热演化程度。岩相主要为纹层状-层状混合质页岩、纹层状长英质页岩和纹层状云灰质页岩3种类型。以纹层混合质页岩为主，页岩储集空间类型主要为基质孔隙和裂缝。基质孔隙主要为黏土矿物粒间孔、晶间孔、溶蚀孔，同时发育少量有机质孔隙。页岩基质孔隙度介于0.2 % ~ 5.4 %，平均值为3.1 %，具有储集性中等可动性、可压性好的特点。采用容积法计算总资源量达2.01 × 10⁸ t。确定有利区勘探面积72.1 km²。

为解决准噶尔盆地金龙油田二叠系佳木河组火山岩岩相类型及优势储层展布特征不清、油气资源开发难度较大问题。基于岩心观察、测井分析及实验化验数据，系统分析了研究区火山岩的岩相类型、储层物性与储集空间特征，建立了岩相组合模型，提出了对产能的控制因素。研究结果表明：①准噶尔盆地金龙油田火山岩具有爆发相、溢流相和火山沉积相三大类。爆发相以熔结火山碎屑岩和安山质火山角砾岩为主，平均孔隙度大于10 %，为主要储层；溢流相以熔岩为主，平均孔隙度小于6 %，火山沉积相物性差。②研究区火山岩储层以气孔、杏仁体内孔及溶蚀孔为主，原生粒间孔较少，爆发相与溢流相顶部溶蚀孔洞发育最为显著。裂缝主要为构造缝和溶蚀缝，发育程度与到断裂距离紧密相关，中-酸性溢流相以斜交缝、网状缝为主，基性溢流相以高角度直劈缝为主。③研究区有中-酸性热碎屑流亚相与中-酸性溢流相互层、基性热碎屑流亚相与基性溢流亚相频繁互层、中性空落亚相与中性溢流亚相互层、中性空落亚相与中-酸性热碎屑流亚相互层等4种岩相组合。产能最高的为中性空落亚相与中-酸性热碎屑流亚相互层组合，其次为中-酸性热碎屑流亚相与中-酸性溢流相互层组合、中性空落亚相与中性溢流亚相互层组合，基性热碎屑流亚相与基性溢流亚相频繁互层组合组合日产量最低。④储层有效厚度与含油饱和度对产能的影响最大，其次为孔隙度和地层压力。

为了揭示准噶尔盆地腹部深层-超深层碎屑岩优质储层成因机理，利用盆地腹部地区最新钻井资料及岩心样品，通过铸体薄片、扫描电镜、能谱和包裹体分析以及XRD等测试方法，对二叠系上乌尔禾组和三叠系百口泉组与克拉玛依组储层成因进行研究。结果表明：成岩演化差异控制了原生孔隙和次生溶蚀孔隙的发育。克拉玛依组经历了压实、绿泥石包壳式胶结、长石/火山岩岩屑溶蚀、硅质胶结、自生伊利石沉淀以及晚期方解石胶结，其中绿泥石包壳是原生孔隙保存的最主要成岩矿物；上乌尔禾组经历了压实、绿泥石充填式胶结、浊沸石胶结、浊沸石/长石/火山岩岩屑溶蚀、硅质胶结、自生伊利石沉淀以及晚期方解石胶结，其中早期浊沸石胶结以及浊沸石、长石和火山岩岩屑酸性溶蚀是次生孔隙发育的关键成岩作用。受浅水辫状河三角洲前缘水下分流河道高能相带强水动力淘洗，储层原始孔隙结构优越，与早成岩期的绿泥石包壳及强超压共同控制原生孔隙的保存。中-基性火山岩岩屑水化蚀变成因的高硬度浊沸石早期胶结，抵抗了快速深埋阶段的压实减孔。多期生烃酸性流体伴随超压传递促进硅铝酸盐矿物溶蚀增孔。低地温背景下，上乌尔禾组-百口泉组仍处于中成岩A-B期，减缓了成岩演化进程，有效孔隙发育的下限深度增加。

西湖凹陷宁波构造带Y背斜是近些年东海陆架盆地油气勘探评价的热点区域，但该构造油气差异富集主控因素及有利勘探方向仍不十分明确。通过对宁波构造带Y背斜进行精细构造解析，研究了背斜分段差异变形特征及其主控因素，探讨了其油气地质意义。研究结果表明：根据构造形态差异，可将Y背斜划分为南、中、北3段，各段次级背斜受控于不同的反转断裂，中段挤压抬升幅度最大。控制Y背斜南、北分段差异变形的主要因素为区域挤压应力作用、先存控洼断裂差异以及刚性基底导致的局部应力集中等。相对于Y背斜南、北段，中段的强烈挤压收缩过程引发整体抬升，将原本独立发育的南、北段次级背斜卷入变形，进而形成南、北差异的大型复式背斜。南北差异变形及不同期次叠加变形导致Y背斜不同部位油气差异富集。据此提出了花港组和龙井组多个有利勘探领域，为该地区的天然气勘探提供了重要方向。

基于34口井的地层水地球化学数据、含气饱和度数据和岩矿资料，分析了川中地区侏罗系沙溪庙组二段（沙二段）富钙地层水成因，探讨了地层水对源-储分离型致密砂岩气运聚的指示意义。研究结果表明：川中地区沙二段地层水较中国其他致密砂岩气藏具有明显的“钙富集和钠亏损”的特征。地层水矿化度为3.3 ~ 45.6 g/L，为CaCl₂型，Ca²⁺当量比［γ（Ca²⁺）］为24.7 % ~ 69.5 %。根据γ（Ca²⁺）将研究区沙二段地层水划分为高钙地层水［γ（Ca²⁺）≥60 %］、中钙地层水［40 %≤γ（Ca²⁺）<60 %］和低钙地层水［γ（Ca²⁺）<40 %］3种类型。3类地层水的化学特征和分布存在明显的差异：高钙地层水主要分布在距角①断裂相对较近且与角①断裂连通的河道砂组，矿化度平均值为34.1 g/L，相对较高，阳离子以Ca²⁺为主，钠氯系数、脱硫酸系数和碳酸盐平衡系数最小；低钙地层水主要分布在距角①断裂较远或不与角①断裂直接连通的河道砂组，矿化度平均值为3.9 g/L，阳离子以Na⁺为主，钠氯系数、脱硫酸系数和碳酸盐平衡系数最大；中钙地层水矿化度平均值为17.7 g/L，Na⁺与Ca²⁺含量相差不大，钠氯系数、脱硫酸系数和碳酸盐平衡系数介于前两者之间。Ca²⁺含量较高的须家河组地层水的混入是沙二段地层水富钙的主要原因，后续的水-岩相互作用，尤其是斜长石的钠长石化导致钙进一步富集，而钠减少。川中地区沙二段地层水碳酸盐平衡系数、矿化度以及γ（Ca²⁺）沿着天然气侧向运移路径逐渐减少，表明富钙地层水化学指标对源-储分离型致密砂岩气藏具有较好的示踪能力。沙二段地层水中的钙越富集，储层的含气性越好，说明富钙地层水对天然气的富集具有指示意义。

四川盆地二叠纪裂陷演化过程、沉积充填规律不清，制约了油气勘探。基于露头、最新钻测井和地震资料，划分了川东地区二叠系茅口组层序，研究了地层沉积充填过程。研究表明：裂陷活动从中二叠世早-中期开始，茅（茅口组）一段沉积晚期开始进入初始裂陷期；茅二段沉积早期15^#和16^#基底断裂活化明显加剧，受南北向拉张应力的影响，研究区变为“南台地、北裂陷”沉积地貌特征；茅二段沉积晚期以后构造活动进一步加强，研究区进入裂陷持续发育期。多期构造-沉积分异过程很可能受峨眉山大火成岩省幕式活动影响，形成多期、多个坡折带。石柱、成20井区和张12井区的孤峰段为碳酸盐岩台地内相对低洼区域沉积，内部富有机质，高能滩区与周缘低洼区域孤峰段烃源岩形成良好的源-储配置，有望形成规模勘探区。成23井—忠县台缘浅滩带是天然气有利勘探区。

四川盆地茅口组二段上亚段（茅二上亚段）台缘带勘探潜力巨大，近年来在川中—川西北地区不断取得突破，但川东地区研究相对薄弱，台缘带展布特征尚不清晰。在川东地区开展小层划分对比的基础上，研究了台缘滩展布和演化规律，并提出有利油气勘探区带。结果表明：①茅二上亚段在岩性组合和测井上具有2期四级旋回，据此划分出2个小层。1小层和2小层均为镶边碳酸盐岩台地沉积体系，主要发育台缘滩、滩间潟湖、台内滩和半局限海亚相。②1小层和2小层台缘带展布特征相似，邻水—丰都和大竹—忠县两带台缘滩均呈北西-南东向展布。1小层两带台缘滩分异显著，被带状滩间潟湖分隔；2小层台缘滩侧向迁移，平面分布面积扩大，两带滩体在东部连片发育。③台缘滩体叠合准同生期岩溶和白云石化作用是优质储层发育的主要原因。邻水—丰都和大竹—忠县台缘滩带是有利储集层发育区，斜坡-海槽和滩间潟湖是烃源岩发育的有利区。大竹—忠县台缘滩油气勘探潜力大，是新的油气勘探有利区域。

四川盆地渝西大安地区是五峰组-龙马溪组深层页岩气的勘探新区，具有良好的勘探前景，但页岩储层微观孔隙结构特征及其对含气性的控制作用仍不清楚，制约了页岩气勘探进程。基于扫描电镜、低温气体吸附及核磁共振实验分析测试资料，研究了五峰组-龙马溪组不同岩相深层页岩的孔隙结构特征及其对含气性差异的控制作用。研究结果表明：①大安地区深层页岩主要发育硅质页岩相、混合硅质页岩相、含黏土硅质页岩相和黏土质/硅质混合质页岩相，孔隙类型以有机质孔为主，发育晶间孔、溶蚀孔和黏土矿物层间孔，可见有机质充填缝、黏土矿物层间缝和构造应力缝。②深层页岩孔隙结构主要为介孔（2 ~ 50 nm）和宏孔（>50 nm）。TOC含量增加有利于微孔（<2 nm）和宏孔发育，硅质矿物含量增加促进宏孔发育，黏土矿物含量增加促进介孔发育。③深层页岩含气性与TOC、硅质矿物含量成正相关，宏孔体积增大页岩气含气量增加；高硅质含量的页岩相含气性最好，是深层页岩气富集的有利岩相。④中浅层页岩主要发育微孔和介孔，以吸附气为主。深层页岩主要发育介孔和宏孔，以游离气为主。深层页岩中宏孔的发育有利于游离气的储集，增加了深层页岩的含气量。

塔里木盆地顺北地区上奥陶统恰尔巴克组烃源岩是近期勘探新发现的烃源岩层系，研究恰尔巴克组地球化学特征对下一步油气勘探具有重要有意义。对顺北地区6口钻井烃源岩样品进行了地球化学实验分析测试，对烃源岩有机质丰度、类型和热演化特征进行地球化学综合研究，研究结果表明：①6口钻井上奥陶统恰尔巴克烃源岩主要为灰黑色泥岩、深灰色灰质泥岩和深灰色泥质灰岩。灰黑色泥岩总有机碳含量（TOC）为0.20 % ~ 2.81 %，平均值为1.59 %，岩石热解生烃潜量（S₁+S₂）为0.43 ~ 12.05 mg/g，平均值为5.59 mg/g。深灰色灰质泥岩TOC为0.46 % ~ 2.24 %，平均值为1.47 %，S₁+S₂为0.18 ~ 1.97 mg/g，平均值为0.91 mg/g。深灰色泥质灰岩TOC为0.22 % ~ 3.41 %，平均值为1.72 %，S₁+S₂为1.37 ~ 18.56 mg/g，平均值为9.04 mg/g。SB5井、SB7井和SB71X井区有机质丰度最高。②恰尔巴克组烃源岩形成于弱还原偏咸水的海相沉积环境中，母质来源以低等水生藻类为主。大部分样品氢指数（HI）介于289 ~ 512 mg/g，平均值为416 mg/g，为腐殖-腐泥型（Ⅱ₁）有机质，具有较高的生烃潜力。③SB7井恰尔巴克组烃源岩等效镜质体反射率（R_o）介于0.55 % ~ 0.88 %，平均值为0.72 %，为低成熟-中等成熟阶段；SB71X井恰尔巴克组烃源岩R_o介于0.53 % ~ 0.70 %，平均值为0.62 %，为低成熟阶段；SB5井恰尔巴克组烃源岩R_o介于0.85 % ~ 0.95 %，平均值为0.90 %，达到中等成熟阶段。④恰尔巴克组烃源岩厚度为20 ~ 25 m，主要分布在顺北地区5号断裂带和7号断裂带台内洼地。

微观气、水滞留机理不明确严重制约了致密低渗储层中油气采收率的提高。通过新的微观实验方法和数值模拟技术，研究了致密砂岩储层中气、水滞留的微观机制，评估了注入CO₂提高采收率的可行性。研究表明：① 克服实验压力过低（<0.20 MPa）等实验方法的局限性和实验流程与实际生产条件不匹配的问题，建立全新的微观滞留实验流程和方法，通过微观数值模拟技术，揭示了致密储层中具有盲端-角隅处滞留、绕流形成滞留、卡断形成滞留和“H型”孔道处滞留等4种主要气、水滞留类型。② 注入CO₂提高致密低渗气藏采收率的机理是CO₂的注入能够剥离水膜、促进甲烷传质扩散置换以及有效地进行驱替，可以显著提高致密孔喉中的天然气采收率。③ 注入CO₂能够提高采收率10 % ~ 19 %，这是致密低渗气藏高效开发的新技术途径。

鄂尔多斯盆地深层煤岩气资源丰富，具有巨大的开发潜力和良好的发展前景。但深层煤岩气地质特征区域变化较快，勘探评价阶段开展了不同工艺条件下的改造试验，气井产能呈现出较大的差异特征。为了揭示影响煤岩气水平井产能的主控因素，充分利用先导试验区深层煤岩气动态和静态资料，按照地质-工程一体化融合分析思路，精细描述煤岩地质特征，并精细评价投产井的生产指标。采用皮尔逊相关性分析、系统聚类和机器学习等方法，对不同地质工程因素进行量化评价。研究结果表明：①在煤岩结构和热演化成熟度等区域地质特征相近条件下，地质因素中煤岩厚度和含气性对煤岩气产能影响显著，工程因素中钻遇煤岩长度（L）、总液量（W）、加砂量（S）和加砂强度（Sq）与产能正相关性较好。②工程因素与首年日产气量相关性明显优于地质因素，且地质-工程复合因子相关性明显优于单因素，增加井控体积和改造规模有利于气井高产。③在水平井开发中，当目标层煤岩厚度为6 ~ 10 m、平均加砂强度为5.5 t/m时，为实现水平井单井最终累计产气量（EUR）达到5 000 × 10⁴ m³，需要的水平段长度为1 000 ~ 1 500 m。④综合利用深度神经网络、支持向量机及随机森林模型等创建了基于地质及工艺参数的深层煤岩气单井产能预测新方法，采用22口井盲井验证，预测符合率高达91 %。该研究成果对深层煤岩气目标区优选及开发方案的编制具有重要的指导作用，对中国其他煤岩气区块开发技术对策优化也具有借鉴意义。

沥青广泛存在于深层碳酸盐岩储集空间中，沥青不仅严重影响储层物性与含气性，还导致储层测井电阻率响应复杂，增加了含沥青碳酸盐岩储层有效性评价、流体性质判别与含水饱和度计算的难度。以四川盆地安岳气田高石梯—磨溪地区寒武系龙王庙组含沥青溶孔-溶洞型碳酸盐岩为研究对象，开展微米CT扫描数据分析研究，采用数字岩心技术对储层孔隙结构和沥青充填特征进行表征，建立不同沥青含量和不同含水饱和度条件下的三维岩石导电模型，利用有限元方法开展岩石导电数值模拟，研究了沥青对碳酸盐岩导电特性的影响机理。研究结果表明：①含沥青溶洞型与溶孔型碳酸盐岩电阻率值与沥青含量呈正相关、与含水饱和度呈负相关。②溶孔型碳酸盐岩的狭窄喉道更易被沥青堵塞，使其导电性受沥青的影响较溶洞型碳酸盐岩更大。③低含水饱和度状态下，地层水主要以束缚水膜的形式赋存于储集空间表面，沥青使束缚水膜变得不完整，导致溶洞型和溶孔型碳酸盐岩电阻率急剧增大。④相比含沥青溶洞型碳酸盐岩，含沥青溶孔型碳酸盐岩具有更大的胶结指数（m）和更小的饱和度指数（n）。

针对四川盆地侏罗系陆相页岩气烃类组成多样的特点，建立了干酪根狭缝孔、伊利石狭缝孔和复合孔组成的有机质-黏土矿物复合孔隙体系分子模型。通过分子动力学模拟，研究了湿气在复合孔隙体系中的微观赋存特征及其影响因素。研究发现：①压力较低时，烃类分子会优先占据复合孔中靠近干酪根壁面的孔隙空间；而在高压条件下，分子数增加，较重的烃类分子会优先占据复合孔中靠近干酪根壁面的孔隙空间，使得轻质烃类只能在伊利石壁面处赋存。②在相同压力条件下，孔径越大，孔隙空间越大，可以容纳的烃类分子越多。③高压条件下水分子之间相互作用增强，并在氢键作用下聚集成团，团状水簇可赋存在干酪根表面，或游离于复合孔中，或形成水膜附着于伊利石表面。④有机质-黏土矿物复合孔隙体系中的有机质孔隙、复合孔和黏土矿物孔隙均对烃类赋存有贡献。相对于有机质孔隙，复合孔和黏土矿物孔隙能够容纳更多烃类分子，且以轻质烃类为主，含气性和可动性更好。

塔里木盆地走滑断裂带超深层碳酸盐岩岩溶缝洞型储层的立体结构，是影响其连通性和剩余油分布的主要因素。优选具有典型缝洞体特征的一间房地质露头，通过无人机露头扫描、探地雷达分析和实际测量等手段，完成断裂、裂缝和溶洞的参数提取，依据露头大型溶洞、小型溶洞、断层核和破碎带的分布特征，建立断裂带露头区缝洞体发育模式。基于里德尔剪切机理与应力椭圆理论，分析走滑断裂结构特征；采用传统解释与智能识别结合手段，完成富满油田跃满井区三维地震资料的走滑断裂、缝洞体主体和裂缝带精细解释，以及不同结构储层地震响应正演验证；借助缝洞型井组的干扰试井，分析储层连通要素，建立以生产井单井产能、见水周期、油压变化和静压梯度等生产动态为依据的油藏单元划分思路，探讨了不同结构特征储集体对剩余油分布的影响。研究结果表明：①断裂走向为控制缝洞体发育的主要因素，可将其划分为单断面无溶蚀断-缝组合、单断面弱溶蚀断-缝-洞组合和单断面强溶蚀断-缝-洞组合3个发育阶段，建立单断面、平行断面和复杂断面3个岩溶缝洞体发育模式，用来指导研究区缝洞型储层立体结构刻画；②确立断裂面走向为核心连通要素，基于储层解释结果，划分了不同断裂面组合的顺向强连通、复合中连通和侧向弱连通3种连通类型；③建立同向单断裂组合、斜列断缝面组合和不同向多断缝面组合3种储集体连通性组合模式，以及与之对应的剩余油分布模式。基于这种认识，可以建立起一种油藏连通单元的分析思路，从而指导走滑断裂带岩溶缝洞型油气藏勘探与剩余油挖潜工作。